渤海B 油田電潛泵長距離控制系統設計與實踐

李 越，于法浩，宋 鑫，陳 征，方 濤

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田為中國海洋油氣開發(fā)的主力油田[1]，隨著可供開發(fā)的整裝優(yōu)質油田數量減少，巖性復雜的低滲透儲量、經濟效益較差的小型儲量和稠油儲量比例逐漸增大。海上邊際油田具有儲量小、豐度低、產量不大、生產年限較短的特點[2]，作為海上油田開發(fā)的三大難題之一，常規(guī)開發(fā)模式達到經濟效益的難度較大，邊際油田開發(fā)的機遇與挑戰(zhàn)并存。目前海上邊際油田開發(fā)主要采用小型平臺[3]，并將油氣水通過海管集輸至陸地終端或具有油水處理設備的平臺進行處理，人工舉升方式采用電潛泵[4]。

渤海B 油田水深約20 m，擬新建一座井口平臺+一座動力平臺進行開發(fā)，兩平臺距離約5 km，電氣設備的放置位置將直接影響投資成本，若將電氣設備放置于動力平臺，則電潛泵或混輸泵的長距離驅動及控制是此類開發(fā)方式的技術難題。電潛泵長距離驅動通過將變頻器、變壓器和濾波器放置于依托平臺，對井下機組實現遠程控制，為邊際油田的開發(fā)提供了新思路。目前世界上，挪威北海Otter 油田變頻器驅動23.4 km電纜實現水井下雙電潛泵供電運行[5，6]；國內以南海流花16-2 油田實現FPSO 通過25 km 海底電纜驅動水下電潛泵生產的范例[7]。渤海B 油田海纜+電纜總長＜8 km，該項技術在渤海開發(fā)尚屬先例，同樣面臨長距離供電存在的系統諧波大、啟動控制難及設備運行可靠等技術問題[8]。本文針對渤海B 油田電潛泵長距離控制系統開展研究與設計，以系統設計中存在的問題為出發(fā)點，提出解決對策，為邊際油田經濟高效開發(fā)提供參考。

1 電潛泵長距離遠程控制面臨的技術難點

電潛泵長距離遠程控制主要面臨系統可靠性要求高、電流及電壓諧波含量高、電纜壓降大和電機啟動難等問題。

（1）系統可靠性要求高。海上油田設備投資及維修成本高，同時電潛泵的啟停頻率高，渤海B 油田電潛泵長距離遠程控制系統設置于距井口平臺5 km 之外的動力平臺，保證關鍵設備的可靠性對降低生產過程中的操作運營成本具有重要意義。

（2）電流及電壓諧波含量高。諧波的產生是由于非線性負載所加的電壓與電流不成正比，因此帶來畸變。變頻器控制井下潛油電機用于油井調產具有明顯優(yōu)勢，已在海上平臺廣泛應用，但在一個獨立電網中大量應用變頻設備會產生諧波污染，影響其他設備正常運行。

（3）電纜壓降大。應用等效電路的方法，長電纜可等效成一個大電阻，這會導致變頻器輸出側的電壓經過長電纜輸送抵達電機輸入側后，電壓值過低。一方面會增大無功功率，另一方面會降低電機的輸出效率。

（4）電機啟動難。電機的啟動扭矩與電壓的平方成正比，長電纜條件下，變頻器施加到電機上的電壓勢必會降低，潛油電機啟動條件需驗證。

2 電潛泵長距離遠程控制系統框架及基礎參數

2.1 電潛泵長距離供電系統框架

渤海B 油田長距離供電系統框架（見圖1），動力平臺低壓盤接0.38 kV 電壓，連接中壓變頻器，通過約5 km 的海底電纜將電力分配至井口平臺，和2 km 井下電纜連接為電潛泵提供動力。

圖1 渤海B 油田長距離供電系統框架圖

2.2 基礎參數

以渤海B 油田A1 井為例，選用符合該井耗電量需求的井下電機、電纜及海纜，詳細參數（見表1、表2）。

表1 渤海B 油田A1 井潛油電機參數

3 電潛泵長距離遠程控制系統研究與設計

3.1 電纜壓降分析

當電纜長度足夠長（＞100 m），那么電纜壓降及損耗便不可忽略，需驗證長距離條件下的設備參數及合理性。目前尚無相關標準對電潛泵長距離遠程控制系統的壓降值做以規(guī)定，因此參考行業(yè)內普適性建議，將變頻器輸出電壓值的20 %作為電潛泵長距離遠程控制系統供電線路允許的最大壓降。以渤海B 油田A1井適配的三種112 kW（見表1）電機參數為例，參考SY/T 5904-2004 標準，開展海纜及潛油電纜壓降計算與分析。

針對渤海B 油田5 000 m 海纜長度，以常用海纜尺寸70 mm2和150 mm2對不同輸出電流開展壓降計算（見圖2）。在相同溫度條件下，單位長度電阻和截面積成反比關系，因此海纜截面積越大，海纜壓降值越??；在相同海纜截面積條件下，單位長度電阻和溫度成正比關系，因此海纜在供電時電纜壓降高于未供電情況；在相同海纜長度條件下，輸出電流值越高，海纜壓降值越大。在經濟效益及海纜尺寸允許條件下，盡可能選用大截面積的海纜。

圖2 5 000 m 海纜壓降損失圖

對三種112 kW 電機以渤海油田常用4# 電纜為例，對不同電纜長度及溫度開展壓降計算（見圖3）。以M 電機參數為基準，對不同電纜長度及電纜型號開展壓降計算（見圖4）。相同功率電機在額定工況下，電流值越小，電纜壓降越低；相同電流條件下，電纜長度越短，電纜截面積越大，電纜壓降越低。因此在電潛泵長距離遠程控制方案設計中，應選用高電壓、低電流的潛油電機，并盡可能選用大截面積的電纜。

A1 井所需電纜長度為2 000 m，選用4#電纜和70 mm2海纜作為該井設計方案，計算三種型號電機的壓降值，并確定變頻器輸出電壓最低值（見表3）。由此可見，電纜壓降百分比均＜20 %，低于行業(yè)要求；變頻器輸出電壓值應＞2 367 V。

3.2 長距離啟動分析

在常用的V/F 控制模式下，需要核算長距離電纜拖帶電機的啟動能力。渤海B 油田屬于輕質油，原油黏度低，油品性質較好，因此根據經驗設定電潛泵克服摩擦力開始運轉的摩擦扭矩為額定扭矩的10 %。海上平臺變頻器常規(guī)選用U/f 控制方式，根據變頻器供電條件下電機啟動特性計算方法，以M 電機靜態(tài)直流電阻0.9 Ω 為例，對不同型號2 000 m 潛油電纜結合70 mm2不同長度海底電纜（0～5 000 m）開展計算啟動轉矩分析（見圖5）。

當頻率固定時，電機的啟動扭矩與電壓的平方成正比，以渤海B 油田A1 井選用4#潛油電纜2 000 m+70 mm2海底電纜5 000 m 為例，長電纜工況下，變頻器施加到電機上的電壓僅為其輸出電壓的0.24 倍，其啟動轉矩約為額定轉矩的5.76 %，在U/f 控制模式下無法啟動潛油電機。

表2 渤海B 油田海底電纜及潛油電纜參數

圖3 4#電纜不同電纜長度及電機參數壓降損失圖

圖4 M 電機不同電纜長度及尺寸壓降損失圖

表3 渤海B 油田A1 井三種型號電機壓降參數表

圖5 M 電機不同電纜型號及海纜長度壓降損失圖

針對電潛泵長距離驅動電機U/f 控制模式啟動困難的情況，可選用中壓變頻器配合矢量控制的方法，主動抬升電機端電壓，從而提升電機啟動轉矩，可實現渤海B 油田生產井電潛泵長距離啟動。

3.3 電網諧波影響分析

由于變頻器作為潛油電機的地面控制設備用于油井的調產具有明顯的優(yōu)勢，已經被大量應用于海上平臺。但這也帶來了另一個問題，即在一個小的獨立電網中大量集中應用變頻器會產生嚴重的電網諧波污染，影響到其他設備的正常運行。參考電氣電子工程師協會標準IEEE519 和國標GB/T 14549-1993 等，將電網的諧波畸變保持在5 %以下，可保證設備平穩(wěn)運行。

諧波問題主要可通過：多脈沖整流、IGBT 整流、無源濾波器和有源濾波器來降低諧波畸變率和高次諧波。渤海B 油田選用含有多脈沖整流和LC 濾波器的中壓變頻器，避免長線電纜驅動時由于諧波反射對電纜和電機受到損壞。在增加LC 濾波器后，對不同頻率下電流及諧波畸變進行模擬。

增加LC 濾波器后，在40 Hz 工況下，電機端諧波畸變度為0.7 %，在50 Hz 工況下，電機端諧波畸變度為1.6 %，滿足諧波畸變度＜5 %的要求。但由于方案設計階段海纜、電纜、電機和變頻器參數與最終投產參數可能存在差異，上述模擬結果僅能代表總體趨勢，建議最終投產方案確定后，對電網諧波影響進行再度矯正，保證海纜、電纜和設備平穩(wěn)運行。

3.4 方案設計

渤海B 油田動力平臺采用透平發(fā)電，變頻器輸入電壓為0.38 kV/50 Hz。經過對電纜壓降、電機啟動特性和電網諧波的計算與分析，最終確定選用多級聯型中壓變頻器，內部采用18 脈整流并配合LC 濾波器消除諧波，保證正弦波輸出；配以矢量控制模式確保潛油電機穩(wěn)定啟動；結合電纜壓降和電機需求，選用輸入側0.38 kV—輸出側0～3.3 kV 電壓等級，并匹配潛油電機功率的中壓變頻器。

同時，對比將低壓變頻設備放置于新建平臺的常規(guī)方案（低壓變頻方案），動力平臺增加甲板面積100 m2，新建平臺減少500 m2，整體平臺結構未發(fā)生變化，可節(jié)約初期投資約2 000 萬元，為渤海邊際油田經濟高效開發(fā)提供了新方向（見表4）。

表4 渤海B 油田方案比選

4 結論

（1）渤海B 油田電潛泵長距離遠程控制系統設計中，建議選用高電壓、低電流的潛油電機降低電纜壓降損耗；選用中壓變頻器配合矢量控制，主動升高電機側輸入電壓，實現長距離電機啟動；增加LC 濾波器降低高頻諧波影響，提高平臺設備運行穩(wěn)定性。

（2）結合渤海B 油田特點，創(chuàng)新形成具有邊際油田特色的電潛泵長距離控制系統方案，相比于常規(guī)低壓變頻控制系統方案，在基本不增加動力平臺面積的基礎上，減少新建平臺甲板面積約500 m2，節(jié)約初期投資2 000 萬元，降低邊際油田開發(fā)門檻，提高經濟效益，為邊際油田開發(fā)提供新思路。